Presentasjon lastes. Vennligst vent

Presentasjon lastes. Vennligst vent

GASSTRANSPORT s ven Klemp Transportteknologi STATOIL ASA SIG 4032 NATURGASS NTNU 06.11.01.

Liknende presentasjoner


Presentasjon om: "GASSTRANSPORT s ven Klemp Transportteknologi STATOIL ASA SIG 4032 NATURGASS NTNU 06.11.01."— Utskrift av presentasjonen:

1 GASSTRANSPORT s ven Klemp Transportteknologi STATOIL ASA SIG 4032 NATURGASS NTNU

2 Gasstransport • Innhold: –Del 1: Økt kapasitetsutnyttelse for eksisterede gasstransportsystemer på Norsk Sokkel ! –Del 2: Ilandføring av Snøhvit-gassen over 160 km til Melkøya ved Hammerfest !

3 Gasstransport – Del 1 • Økt kapasitetsutnyttelse for eksisterede gasstransportsystemer på Norsk Sokkel: –Økt utnyttelse av stålet i gassrørledninger –Optimalisering av design og drift av gasstransportsystemene

4  For Statoil som operatør for det meste av rørledninger på norsk sokkel er maksimalisering av kapasitet essensielt !  Et eget prosjekt har bearbeidet muligheter og behov for økt utnyttelse av rørledningene kontinuerlig gjennom mange år !  Vi har nå sett ett konkret eksempel på hva egen kompetanse og erfaring kan gi av økt kapasitet, men det finnes også andre tiltak som er iverksatt eller som utgjør fremtidige muligheter !  Dette foredraget har som målsetting å gi en oversikt over aktuelle muligheter for økt utnyttelse av disse rørledningene, samt illustrere det verdiskapningspotensialet som dette innebærer ! Økt utnyttelse av gassrørledningene ! Innledning

5 Statoil har bygget og er ansvarlig for driften av verdens største gasstransportsystem til havs Gas pipeline system Oper. Year Size each leg, inch Length km Depth m Statpipe198528, 30, 36, Zeepipe199330, Europipe Troll gas199636, Zeepipe II199640, Haltenpipe Franpipe Europipe II Åsgard Transp Heidrun/Norne Norne Statfjord Troll Kollsnes Kårstø Frigg Draupner Sleipner Ekofisk Emden Etzel Europipe Zeepipe Zeebrügge Heidrun Åsgard Tjeldbergodden Heimdal Gullfaks Franpipe Dunkerque Oseberg Europipe II Åsgard Transport Haltenpipe Statpipe Rich gas Dry gas Oil/condensate Mongstad Zeepipe II Norpipe  Driftsansvar for mer enn 6000 km olje- og gassrørledninger med diameter opp til 42"  Mindre oljeledninger er installert på dyp ned til 580 m på svært ujevn sjøbunn  I tillegg, mange små rørledninger internt på felt og mellom felt

6 Økt utnyttelse av gassrørledninger Tilbakeblikk - tidlig 'nitti-tall Korrosjonsbeskyttelse Betongkappe Stålrør Innvendig hull:  skaper inntekter Utvendig struktur:  gir kostnader  Rørledningsteknologi i Statoil –Statpipe hadde vært i drift siden 1985 –Zeepipe var under bygging –Veletablerte standarder for design –Konservativ industripraksis for drift –Teknologi fokus på dypt vann, ujevn havbunn, frie spenn, flerfase –Prognoser for gassalg viste økende behov for transportkapasitet til Kontinentet –Nye gassrørledninger var under planlegging  Kunne gasstransporten gjøres mer effektiv? –Utvikling ble rettet mot teknologi for å oppnå mest mulig effektiv transport –Utvendig struktur - høyere utnyttelse av røret som trykkbeholder –Innvendig hull - reduserte driftsmarginer og nettverksoptimalisering Diameter Rørlengde Driftstrykk

7 Høyere utnyttelse av røret som trykkbeholder  Kan stålet i rørveggen utnyttes bedre? –Konservative designstandarder –Konservativ industripraksis –Konservative operasjonelle marginer –Sikkerhetsnivå - skadeårsaker  Er det nødvendig at en lang gassrørledning skal tåle samme designtrykk nedstrøms som oppstrøms? –Under vanlig drift er trykkfallet betydelig over lengden av rørledningene –Nedstrømsenden ser sjelden eller aldri maksimalt driftstrykk –Men designstandarder og industripraksis forutsetter overtrykksbeskyttelse på det stedet der designtrykket endres Utvendig diameter D e Innvendig diameter D i "Innvendig diameter må være mindre enn utvendig diameter, ellers kommer hullet på utsiden" D i < D e

8 Design av røret som trykkbeholder Før  Designkriterier for veggtykkelse har sin opprinnelse i ANSI/ASME B31.8 (gassrør) –Opprinnelig etablert for landrør med relativt lave designtrykk (høye D/t) –Kravet har vært uendret siden 'tredve-tallet –Tilsvarende krav i de fleste rør-standarder  Økende konservatisme med vanndypet –D/t må reduseres ved økende vanndyp, som utnyttes med relativt høye designtrykk –Designformatet gir lavere ringspenningsnivå ved lavere D/t  Uendret utnyttelsesgrad siden 'tredve-tallet –F u = 0.72 utenfor sikkerhetssoner –Designtrykk opprinnelig 80 % av prøvetrykk, som var til 90 % av SMYS, dvs. 0.8 x 0.9 = 0.72  Ingen fordel av teknologiutvikling –Forbedrede materialer, sveising, design, QC –Skadestatistikk, overtrykk er ikke skadeårsak Stålrør - utvendig diameter D e - nominell tykkelse t nom - innvendig trykk p i - utvendig trykk p e - flytegrense SMYS - utnyttelsesgrad F u Betongkappe Korrosjonsbeskyttelse (p i -p e ) x D e 2 t nom < F u x SMYS _

9 Design av røret som trykkbeholder Nå  Strategi for utvikling og implementering –JIP (Joint Industry Project) sammen med andre selskaper: Superb-prosjektet ƒ grensetilstander, probabilistisk design –Implementering i anerkjente standarder ƒ deltakelse i ISO-komiteer ƒ samarbeid med DNV –Markedsføring på konferanser og seminarer  Nytt designformat implementert –ISO 13623, Pipeline Transportation Systems –DNV OS-F101, Submarine Pipeline Systems –DNV standard akseptert av Norsok/OD  Nye kriterier –Deterministisk format, men pålitelighet kalibrert mot grensetilstander –Spenningsnivå ikke avhengig av D/t –Økte faktorer for utnyttelsesgrad –Ekstra QC kan gi høyere utnyttelse (DNV) Stålrør - utvendig diameter D e - minimum tykkelse t min - innvendig trykk p i - utvendig trykk p e - flytegrense SMYS - utnyttelsesgrad F u Betongkappe Korrosjonsbeskyttelse (p i -p e ) x (D e -t min ) 2 t min < F u x SMYS _

10 Maksimalt driftstrykk  Designtrykk p d –p d er det høyeste innvendige trykket under normal drift som røret er dimensjonert for –Industripraksis gir aksept for kortvarige trykk opp til 110 % av p d under unormale driftsbetingelser  Settpunkt for maksimalt driftstrykk p maop –Ikke eksplisitte krav i tidligere standarder –Har vært opp til operatørens tolkning  Statoil tidligere praksis –Romslig margin mellom p d og p maop –Overtrykksbeskyttelsen var også lagt under p d  ISO gir eksplisitt aksept av trykk over designtrykk  DNV setter "max incidental pressure" p inc som dimensjonerende trykk –p d = p inc / f inc, der 1.10 > f inc > 1.05, gir mulighet for økt p d ved redusert margin for p inc –Overtrykksbeskyttelsen kan legges mellom p d og p inc –Margin mellom p d og p maop kan settes til positiv toleranse på trykk-kontrollsystemet  Statoil legger nå DNV-kriteriene til grunn pdpd p inc p maop

11 Utnyttelse av stålet i transmisjonsledninger på land og i sjøen  Rørledninger skal tradisjonelt ha samme designtrykk langs hele lengden –Designsituasjonen for gassrør er en pakket ledning mot stengt nedstrømsventil  Lange landrør har relativt lavt designtrykk og mange kompressorstasjoner –Kompresjon på land er relativt billig, begrenset trykkfall mellom stasjoner –God gjennomsnittlig utnyttelse av stålet i røret som trykkbeholder  Lange sjørør har høyt designtrykk, men ikke kompresjon underveis –Utvendig overtrykk krever økt veggtykkelse som utnyttes for innvendig trykk –Kompresjon gjøres oppstrøms, stort trykkfall til nedstrøms ende –Ikke så god gjennomsnittlig utnyttelse av stålet i røret som trykkbeholder Landrør pdpd Sjørør pdpd Trykkfallskurve Oppstrøms ende Nedstrøms ende Oppstrøms endeNedstrøms ende Lavere utnyttet rørmateriale

12 Trykksprangkonseptet - prinsipp  To eller flere nivåer for designtrykk langs rørledningen –Ingen lokal overtrykksbeskyttelse der designtrykket reduseres –Trykk-kontroll og overtrykksbeskyttelse baseres på overføring av driftsdata fra nedstrømsenden til oppstrømsenden ved hjelp av høypålitelig kommunikasjon  Sentrale forutsetninger –Trykkfallskurven skal under normal drift alltid ligge under designtrykk-kurven –Utjevningstrykket skal under normal drift ikke kunne overstige laveste designtrykk –Utjevningstrykket skal under unormale driftssituasjoner ikke kunne overstige laveste "maximum incidental pressure" Konstant designtrykk pdpd To designtrykknivåer pd1pd1 pd2pd2 Trykkfallskurve Utjevningstrykk Oppstrøms ende Nedstrøms ende Oppstrøms endeNedstrøms ende Lavere utnyttet rørmateriale

13 Trykksprangkonseptet - anvendelser  Zeepipe IIA (implementert) –Oppstrøms p d økt fra 172 til 191 barg pga. høyt utvendig trykk på dypt vann –Kapasiteten økt med 40 %  Europipe 2 (implementert) –Landfall forberedt med p d = barg –Oppstrøms p d økt til 191 barg –Kapasiteten økt med 22 %  Forlengelse av ÅT til Norne/Heidrun (under myndighetsbehandling) –ÅT har p d = 212 barg –Norne-Heidrun røret har p d = 280 barg –Kapasiten i ÅT kan opprettholdes  Oppgradering av Zeepipe IIA og IIB (under myndighetsbehandling) –Basert på DNV OS-F101 –Oppstrøms p d for IIA økes til 200 barg –Oppstrøms p d for IIB økes til 205 barg –Tre designtrykknivåer for begge rør –24 % økt totalkapasaitet ut fra Kollsnes 280 barg Åsgard Kallstø Kollsnes Sleipner 191 barg 172 barg Zeepipe IIA Norne 212 barg Åsgard transport Europipe 2 Kårstø Dornum 191 barg 163 barg KP 350 KP 135

14 Rørledningsdesign olje/kondensat/rikgass/salgsgass Rørledningsdesign salgsgass Prosess studier offshore Prosess studier onshore Prosess studier onshore Reservoar betingelser Markeds- betingelser Rørledningsdesign brønnstrøm/flerfase Rørledningsdesign onshore Rørledningsdesign Minimalisere trykktap på terminalen Nye design normer Trykksprang Økt utnyttelse av gassrørledningene ! Muligheter - en oversikt Del 1 Del 2 Økt utnyttelsesgrad av stål - tynnere veggtykkelse for samme trykk Legging på dypt vann kan bestemme veggtykkelse, dette gir mulighet for økt indre trykk Forplikte høyere andel av hydraulisk kapasitet Tidlig kunnskap om reell forpliktbar kapasitet og reduserer usikkerhet Nødvendig for å oppnå høy regularitet dvs sikre leveransene Den betydelige kap.økningen som er oppnådd for oljerør ligger bak satsing på utvikling av flytforbedrer for rikgass ledninger Eks. midtveis kompresjon i Franpipe, Zeepipe, parallelle rør Redusert operasjonell fleksibilitet Kapasitetstester Reduserte operasjonelle marginer Forsterkningsløsninger Teknologi utvikling: Flytforbedrer Optimalisering av system og drift

15 Økt utnyttelse av gassrørledningene ! Rørledningskapasitet - definisjoner Hydraulisk kapasitet = Beregnet kapasitet for gitt oppstrøms - og nedstrømstrykk Effektiv kapasitet = Hydraulisk Kapasitet - Operasjonell fleksibilitet Fysisk mengde som transporteres gjennom rørledningen Forpliktbar kapasitet = Effektiv Kapasitet - fyrgass & måleusikkerhet Fysisk mengde som levers til kunde Forpliktbar kapasitet Avtalt mengde til kunde Operasjonell fleksibilitet "Buffer kapasitet" 2 - 5% Fyrgass & måleusikkerhet: 0.5-1% km

16 Økt utnyttelse av gassrørledningene ! Kapasitetstest gir tidlig kunnskap om maksimal kapasitet q 1  p p u t 1 p Kapasitet MSm³/d q 2 p inn11 p inn2 p test Design Etter kapasitetstest  Test avhengig av stabile forhold (volum trykk, temperatur)  Test bør gjøres med så høy rate som mulig  Nøyaktig instrumentering (kalibrering) Forutsetninger for en vellykket test  friksjonsfaktor (ruhet)  varmeovergang Tunings parametere

17 Designtrykk Driftstrykk Margin Trykk Rørledningslengde Operasjonell margin Areal under trykkprofil ~ Inventar Redusere driftsmarginer => brattere kurve - mer kapasitet Trykkprofilkurve - hydr. kap. Operasjonell margin Marginen mellom tillatt driftstrykk og designtrykket er redusert p.g a: ƒ Instumenterings nøyaktighet og trykkreguleringsfunksjoner ƒ Erfaring og beste praksis ƒ En reduksjon fra 5 til 2 bar gir 3-5% kapasitetsøkning Økt utnyttelse av gassrørledningene ! Operasjonell marginer

18 Økt utnyttelse av gassrørledningene ! Flytforbedrer Væske Systemer: Reduserer turbulens Gass systemer : Glatting av rørvegg FOU-prosjekt : Redusere turbulens i rikgass ledninger Modell Tester, K-lab: >80% reduksjon i friksjons-trykktap Driftsdata: Troll I, ca. 60% økt kapasitet (1996)

19 Gasstransport – Del 2 • Ilandføring av Snøhvit-gassen over 160 km til Melkøya ved Hammerfest: –Status og utfordringer knyttet til langdistanse flerfasetransport –Utbyggingskonseptet for Snøhvit – en oversikt –Strømningstekniske utfordringer for Snøhvit ilandføring

20 Field layout and pipeline route

21 Snøhvit field layout

22 Snøhvit LNG

23 The Troll-Kollsnes Slugcatcher

24 Multiphase technology – State of the art –Statoil operated fields Statfjord & Gullfaks: Subsea satellites Troll: Onshore processing Åsgard:Multiple field processing Snøhvit: Onshore processing

25 Multiphase technology State of the art – Global view

26 Why is multiphase flow a challenge? Scale controlLiquid controlWax control Hydrate controlCorrosion control Slugcatcher, receiving facilities Chemical distributionMeteringPigging

27 Snøhvit multiphase flow Main characteristics • Pressure drop main pipeline (29”OD) – approx.50 bar at 20.8 MSm3/d • Operating range – 85% to 100% (friction dominated area) • Multiphase metering of each well stream • Water fraction metering of each well stream • Hydrate inhibition – Continuous injection of glycol • Injection of chemicals to each well • Corrosion protection – pH stabilisation and corrosion inhibitor • Slug catcher – 2800 m3 • Glycol storage capacity - 10 days of rich glycol and 10 days of lean glycol • OLGA applied for entire network including including reservoir modelling

28 Concluding remarks Snøhvit 160 km multiphase flow is possible because: GENERAL • Long term commitment in the field of multiphase technology • Rigorous program codes for multiphase flow is developed • Field development started with small dimensions and short transfer lines extending into long distance transfer • Field experience used for verification and improvement of the program code SNØHVIT SPECIFIC • Robust design of the onshore receiving facilities • Operating envelope and pipeline diameter are important factors for design • Multiphase flow has been one of the criteria's for selecting the pipeline route • Flow monitoring and chemical injection management


Laste ned ppt "GASSTRANSPORT s ven Klemp Transportteknologi STATOIL ASA SIG 4032 NATURGASS NTNU 06.11.01."

Liknende presentasjoner


Annonser fra Google